DIVISION DE LILLE
Lille, le 7 avril 2015 CODEP-LIL- 2015-013739 MM/NL Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES 
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 96, 97 et 122 Inspection INSSN-LIL-2015-0210 effectuée le 17 mars 2015 Thème : « Systèmes de sauvegarde »
Réf. : Code de l'environnement, notamment ses articles L.592-21 et suivants et L.596-1 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, une inspection a eu lieu le 17 mars 2015 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème « Systèmes de sauvegarde ». 

 Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs. 

## Synthèse De L'Inspection

 L'inspection du 17 mars 2015 avait pour objet principal l'examen des conditions d'exploitation et de maintenance des systèmes de sauvegarde et en particulier de ASG (alimentation en eau de secours des générateurs de vapeur), RIS (injection de sécurité) et EAS (aspersion de l'enceinte de confinement). Lors de cette inspection, les inspecteurs se sont principalement attachés à l'examen des modalités de déclinaison et d'application des programmes de maintenance ainsi qu'à la bonne réalisation des essais périodiques sur les matériels de ces deux systèmes (pompes, moteurs, etc.). Ils ont également examiné certaines mesures liées au retour d'expérience post-Fukushima. Une visite sur le terrain a été effectuée afin de voir l'état des matériels correspondants sur le réacteur n° 5. Les inspecteurs se sont également rendus en salle de commande afin de vérifier le respect de certaines dispositions des spécifications techniques d'exploitation. 

 Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que les actions d'exploitation et de maintenance des systèmes de sauvegarde sont globalement satisfaisantes. Par ailleurs, les inspecteurs se sont notamment interrogés sur la justification de l'absence de maintenance et de contrôle des buses d'aspersion du système EAS. Des écarts ont toutefois été constatés, en particulier concernant la gestion très perfectible d'une modification temporaire de l'installation, la prise en compte en compte de la pérennité de la qualification des matériels et le non-respect d'une échéance d'un compte-rendu d'événement significatif.

…/… 
 Lors de la visite des installations, des écarts ont été constatés concernant la gestion de fuites sur du matériel. 

 L'ensemble de ces remarques fait l'objet des demandes et observations précisées ci-dessous.

## A - Demandes D'Actions Correctives Gestion D'Une Modification Temporaire Des Installations

 Les inspecteurs ont examiné la modification temporaire des installations (MTI) mise en place à la suite du dysfonctionnement du capteur 6 EAS 006 SN. Le problème sur ce capteur détectant la présence d'eau dans la colonne montante voie B du système d'aspersion de l'enceinte (EAS) conduisait à générer des alarmes intempestives en salle de commande. Votre MTI consiste donc à inhiber l'alarme 6 EAS 020 AA associée à ce capteur. 

 La directive interne d'EDF n° 74 (DI 74) relative à la définition et aux principes d'organisation pour la gestion des dispositifs et moyens particuliers (DMP) et des modifications temporaires d'installation (MTI) à l'indice 3 impose que, préalablement à la mise en œuvre de toute MTI, une réflexion concernant le caractère indispensable et d'absolue nécessité de la modification, soit formalisée au travers d'une analyse de besoin. 

 Pour justifier l'encadrement de cette MTI, vous avez présenté la fiche d'identification de celle-ci datée du 12 décembre 2014. Les inspecteurs constatent les éléments suivants : 
- Le champ relatif à l'analyse du besoin ne répond aucunement aux éléments précisés ci-avant. Ce champ indique uniquement le débranchement de l'information du capteur dans le relayage et l'inhibition de l'alarme associée. 

- Dans le champ « risque », il est indiqué « Pas de risque ». Nous constaterons par la suite que cette affirmation est inexacte. 

- Le champ référençant les éventuelles instructions temporaires de conduite ou de sûreté (ITC et ITS) ou consignes temporaires d'exploitation (CTE) est vide. 

- Concernant les parades associées, il n'est mentionné que les risques liés à l'intervention dans le relayage 
(erreur lors du débranchement, dépose de la MTI sans remise en conformité et mauvais rebranchement). 

- Le document ne fait pas apparaître de date prévisible de dépose (obligatoire d'après la DI 74). - L'analyse du cadre réglementaire indique que la MTI n'impact pas le rapport définitif de sûreté (RDS), 
alors que le § 2.1.4 de la section 2.3 du chapitre 4 du volume II prévoit explicitement que la présence d'eau dans la colonne montante EAS fasse l'objet d'une alarme retransmise en salle de commande. 
 Lors de leur passage en salle de commande, les inspecteurs ont constaté que la situation faisait l'objet de deux CTE et d'une ITC. Ceci contredit totalement les éléments de la fiche d'identification de la MTI et montre que l'assertion concernant l'absence de risque est inexacte. En revanche, ces documents montrent que le sujet est techniquement suivi par la conduite. 

 Lors de l'inspection INSSN-LIL-2014-0253 du 2 décembre 2014, l'ASN vous a alerté sur des lacunes dans votre processus de gestion des MTI. La direction du site avait indiqué qu'elle serait plus vigilante sur ces questions lors de la synthèse de l'inspection. Force est de constater que quelques jours plus tard, le 12 décembre 2014, la direction du site a approuvé la fiche d'identification qui présentait les mêmes lacunes que celles examinées le 2 décembre 2014. Cette problématique a fait l'objet d'une demande dans la lettre de l'ASN rédigée à la suite de l'inspection du 2 décembre (courrier CODEP-LIL-2014-057487 du 22 décembre 2014). Par courrier D5130/SSQ-RAS/15-021 du 20 février 2015, vous avez apportez certaines réponses. Vous avez notamment indiqué que les justifications de tous les DMP et MTI posés sur le site étaient en cours de formalisation et que ces formalisations seraient toutes analysées et validées lors de la revue annuelle DMP/MTI prévue le 17 février 2015. Lors de l'inspection, le 17 mars 2015, aucune justification n'a été produite et vous n'avez nullement évoqué que cette MTI avait été détectée en écart. 

 Enfin, eu égard à l'impact de la MTI sur le RDS, il convient également de reprendre votre analyse du cadre réglementaire. 

 Je vous demande, à effet immédiat, de prendre toutes mesures afin que la validation et la pose de tous les futurs DMP ou MTI le soient avec le niveau de rigueur attendu et conformément à la totalité des exigences de la DI 74. 

 Je vous demande, concernant la MTI relative à 6 EAS 006 SN, de reprendre entièrement la fiche d'identification et en particulier l'analyse du besoin et la fiche d'analyse du cadre réglementaire. Vous vérifierez, qu'à l'aune de la nouvelle analyse des risques, les éléments identifiés dans les CTE et l'ITC du service conduite sont suffisants. 

## Buses D'Aspersion Du Système Eas

 Le système EAS dispose de rampes d'aspersion implantées le plus haut possible sous le dôme du bâtiment réacteur afin de maximaliser la hauteur de chute des gouttelettes et augmenter l'efficacité du dispositif. Ces rampes d'aspersion sont dotées de pulvérisateurs (appelées buses) au nombre total de 506. Ces buses ont un diamètre de pulvérisation de 9,5 mm. Le bon fonctionnement de ces buses est donc un élément important pour assurer le fonctionnement du système d'aspersion. Aussi, les inspecteurs ont souhaité connaître les dispositions prises en matière de maintenance et d'essais périodiques permettant au CNPE de garantir le bon fonctionnement de ces équipements. Vous avez indiqué que les référentiels nationaux ne prévoient aucune action de maintenance préventive ni d'essais périodiques pour les buses d'aspersion. 

 Sur le plan historique, les buses ont fait l'objet d'un essai en air lors de la construction des réacteurs. Le 
§ 3.3.2.1.5 du rapport définitif de sûreté indique que la seule défaillance éventuelle pourrait provenir de l'obstruction partielle ou totale. Pour s'en prémunir, il existe une filtration de l'eau des puisards à un diamètre inférieur au diamètre de sortie des buses, une séparation complète des ensembles de filtration de chaque file (empêchant l'obstruction complète des quatre rampes en cas d'avarie sur l'un des ensembles de filtration) et le nombre de buses est important. Il convient d'ajouter que les buses ne sont pas maintenues en eau mais en air, évitant ainsi le risque de dépôts. 

 Toutefois, les inspecteurs notent que les buses d'aspersion du réacteur 3 ont été mises en eau lors d'une erreur de manipulation au cours d'un arrêt de réacteur. Vous n'avez pas été en mesure de préciser si à l'époque les buses avaient ou non fait l'objet d'un nettoyage. Dans la négative, le risque de bouchage serait augmenté. 

 Par ailleurs, le retour d'expérience sur des installations industrielles montre que des bouchages par l'extérieur des buses sont possibles par exemple par l'action d'insectes. La probabilité est dans votre cas plus faible s'agissant d'installations qui ne sont pas en extérieur. 

 Le retour d'expérience sur les CNPE montre quelques cas présentant une à deux buses bouchées ou mal orientées. 

Je vous demande d'engager, dans les meilleurs délais et en relation avec vos services centraux, une réflexion concernant la maintenance préventive et les essais périodiques qui pourraient être mis en œuvre sur ces matériels. Vous présenterez un plan d'actions à ce titre. 

 Je vous demande de préciser les mesures prises sur les buses d'aspersion du réacteur 3 lors de l'événement évoqué ci-avant. Si vous n'êtes pas en mesure de justifier des actions spécifiques, il conviendra de proposer des mesures à mettre prochainement en œuvre sur ce réacteur. 

## Pompe Du Circuit De Brassage De La Soude Du Système Eas

 Les inspecteurs ont examiné l'état de la pompe 5 EAS 003 PO, pompe du circuit de brassage de soude du système EAS. Ils ont observé des concrétions de soude. Une telle situation avait déjà été observée sur le réacteur 2 et avait fait l'objet de demandes de l'ASN (courrier CODEP-LIL-2014-043954 du 26 septembre 2014). 

 Dans les éléments apportés, vous indiquiez que ces concrétions étaient issues d'une légère inétanchéité de la garniture mécanique et que ces concrétions ne remettent pas en cause la faculté de la pompe à assurer ses performances. Pour le réacteur 2, mais c'est aussi le cas pour le réacteur 5, l'inétanchéité de la vanne EAS 141 VR 
conduit à la nécessité de vidanger toute la bâche de soude (EAS 001 BA) pour pouvoir intervenir sur la pompe. Il convient dès lors de transférer l'intégralité du contenu de la bâche. Un conteneur était en cours d'acquisition. 

 Ces situations datant de plusieurs années, il convient que le CNPE les résorbe au plus vite et accélère son calendrier initial. 

 Il convient aussi de rappeler en matière de protection de l'environnement que l'arrêté du 7 février 2012 
(arrêté INB) et la décision du 16 juillet 2013 (décision environnement) imposent que les dispositifs contenant des substances radioactives ou dangereuses soient étanches et que la maintenance garantisse le bon fonctionnement des vannes. 

Je vous demande de remettre en état dans les meilleures délais les pompes EAS 003 PO, les vannes EAS 141 VR et tout autre équipement du circuit de brassage le nécessitant. Vous présenterez l'état de ces matériels sur les 6 réacteurs et préciserez les échéances de remise en conformité qui devront être ambitieuses. Vous transmettrez également les PA (Plans d'actions) associés.

 Les inspecteurs ont également constaté l'absence du repère fonctionnel de 5 EAS 141 VR. 

 Je vous demande de corriger cet écart.

## Joint 8Ep1820 Ljf Des Vannes Ris 520 Vp

 Les programmes de maintenance prévoient le remplacement tous les 6 cycles (+/-1) des joints 8EP1820 LJF des vannes RIS 520 VP. Par ailleurs, les recueils de prescriptions pour le maintien de la qualification (RPMQ) 
prescrivent un remplacement à l'identique du joint au moins tous les 10 ans. 

 Les inspecteurs ont examiné la documentation liée aux derniers remplacements de ces joints sur les vannes RIS 520 VP sur les 6 réacteurs. Ils ont constaté des écarts ou des pratiques perfectibles sur les aspects liées à la pérennité de la qualification du matériel aux conditions accidentelles. 

 Tout d'abord, la gamme ne précise pas explicitement que ce remplacement à l'identique est une prescription du RPMQ alors que cette précision est une exigence de vos référentiels. Concernant la levée des préalables et la grille d'attitude interrogative servant à l'analyse des risques, il n'est fait référence qu'au classement K3 du matériel (matériel installé hors de l'enceinte de confinement, ayant à assurer sa fonction en fonctionnement normal, accidentel ou post-accidentel sous sollicitations sismiques). S'il est utile de préciser, par ce classement, que ce matériel a un requis en matière de pérennité de la qualification, il eut été utile et nécessaire de préciser la sensibilité particulière du remplacement du joint. Enfin, les inspecteurs ont constaté que le remplacement du joint ne faisait l'objet d'aucune opération de contrôle technique. 

 Je vous demande d'analyser cette situation et de prendre les mesures nécessaires en matière de pérennité de la qualification et de contrôle technique.

## Evénement Significatif Concernant La Pompe 2 Asg 002 Po En 2014

 Les inspecteurs sont revenus sur certaines actions issues du retour d'expérience de l'événement déclaré à l'ASN le 24 juin 2014. A la suite d'une fuite sur un raccord du système de refroidissement de l'huile de la pompe 2 ASG 002 PO, celle-ci avait été déclarée indisponible et vous aviez amorcé le repli du réacteur conformément aux exigences des spécifications techniques d'exploitation. 

 Dans votre compte-rendu d'événement significatif, vous avez prévu la création, avant le 30/09/2014, d'un programme local de maintenance préventive intégrant un contrôle annuel de non desserrage du raccord. Le jour de l'inspection, vous avez montré que cette tâche était dans votre outil de gestion de la maintenance. Toutefois, le programme local de maintenance préventive, document prescriptif, n'était pas rédigé. Contrairement aux dispositions de l'article 2.6.5 de l'arrêté du 7 février 2012, vous n'en avez pas informé l'ASN. Il convient donc de modifier votre compte-rendu et de le transmettre à l'ASN. Par ailleurs, votre analyse approfondie identifie la problématique de desserrage du raccord et conclut à la nécessité d'un contrôle de non desserrage. Les inspecteurs indiquent néanmoins que votre analyse n'examine pas si des modalités particulières de serrage pourraient limiter le risque de desserrage (dispositif de freinage par exemple). 

Il pourrait y avoir deux mesures complémentaires, l'une concernant les modalités de serrage et l'autre le contrôle de non desserrage. 

 Je vous demande de modifier votre compte-rendu, dans un premier temps concernant l'échéance non respectée puis dans un second temps pour intégrer la problématique concernant les modalités de serrage du raccord.

## Fuite Sur La Vanne 5 Rpe 999 Ve

 Lors de leur passage dans les installations, les inspecteurs ont constaté une fuite en hauteur sur la vanne 5 RPE 999 VE. Un affichage est présent et porte la date du 29 avril 2014, donc au cours de l'arrêt du réacteur en 2014. Cette situation n'est pas conforme aux exigences de l'arrêté INB et de la décision environnement concernant l'étanchéité des circuits et organes véhiculant des fluides radioactifs. 

 Je vous demande de prendre les mesures pour réparer cette fuite dans les meilleurs délais. Je vous demande de transmettre tous les éléments du dossier de traitement d'écart ouvert au titre de votre directive DI 55 concernant cette fuite. Vous indiquerez également son statut au titre de votre démarche relative à la résorption des fuites. Vous indiquerez pourquoi elle n'a pas été réparée pendant l'arrêt ou après l'arrêt du réacteur de 2014. 

## B - Demandes D'Informations Complémentaires Liste Des Systèmes De Sauvegarde

 Les spécifications techniques d'exploitation (STE) rappellent que les systèmes de sauvegarde sont des systèmes de sûreté qui interviennent après un accident pour en limiter les conséquences et ramener le réacteur en état d'arrêt sûr. Ils sont ensuite listés comme suit : 
- le système d'injection de sécurité (RIS), 
- le système d'aspersion de l'enceinte (EAS), - le système de contrôle de la teneur en hydrogène et de surveillance atmosphérique de l'enceinte (ETY), 
- le système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG), - d'autres systèmes ou portions de système qui contribuent à accomplir une fonction de sauvegarde, ou qui servent de support aux systèmes de sauvegarde. 

 Les inspecteurs ont donc souhaité disposer d'une liste des systèmes ou parties de systèmes visés au dernier point de cette définition. De même, ils ont souhaité savoir si des parties, certes marginales, intégrées dans l'un des quatre systèmes nommément désignés étaient exclues de la notion de sauvegarde. Vous n'avez pas été en mesure de produire une telle liste lors de l'inspection. Ainsi, en cas de défaillance sur une portion de l'un de ces autres systèmes, les équipes ne peuvent pas immédiatement savoir s'il existe ou non un lien avec les systèmes de sauvegarde. Une réflexion est donc nécessaire. De même, il ne vous est pas possible de disposer d'une vision globale des systèmes de sauvegarde. 

 Je vous demande de transmettre la liste complète des systèmes ou portions de systèmes constituant les systèmes de sauvegarde. 

## Changement Du Système D'Information Et Modification Des Programmes De Maintenance Préventive

 Depuis quelques mois, le CNPE a intégré le nouveau système d'information d'EDF dénommé SDIN. 

Historiquement, vous gériez principalement les écarts à l'aide de l'application informatique Sygma, permettant notamment de créer et de suivre des fiches d'écart (FE). Avec le nouvel applicatif issu du SDIN, les FE sont transformées en PA (plans d'actions). Au moment de la bascule entre les deux systèmes informatiques, vous avez donc également basculé les FE en PA. 

 Par ailleurs, des PBMP (programmes de base de maintenance préventive) concernant certains systèmes de sauvegarde (mais pas uniquement) ont été annulés et remplacés par un PBMP intégrant la démarche dite « AP 913 » et concernant de nombreux systèmes. Il convient donc de vérifier que les PA concernant les PBMP sont toujours d'actualité et dans l'affirmative de modifier les PA afin qu'ils prennent pour référence le PBMP AP 913. 

 Je vous demande de dresser un point de la situation et d'indiquer les actions que vous avez d'ores et déjà réalisées et celles restant à réaliser. 

## Modification Temporaire Relative À La Vanne 6 Eas 006 Sn

 L'ITC n° 14/023, évoquée en partie A de la présente lettre, a pour objectif de réaliser une vidange périodique de la colonne montante EAS voie B. Dans ce cadre, la vanne 6 EAS 166 VB est ouverte par action en salle de commande. Pour le bon fonctionnement de l'aspersion de l'enceinte en cas de situation nécessitant son utilisation, la vanne 6 EAS 166 VB doit être en position fermée. Les inspecteurs souhaitent donc connaître les dispositions mises en place permettant de s'assurer de la bonne fermeture de cet organe. 

 Je vous demande de préciser les modalités mises en œuvre permettant de s'assurer de la bonne fermeture de la vanne 6 EAS 166 VB. 

## Buses D'Aspersion Du Système Eas

 Le système d'aspersion de l'enceinte doit être opérationnel après un séisme. Comme indiqué précédemment, la présence des buses est nécessaire pour assurer une bonne pulvérisation. Il convient donc que les buses demeurent en place après un séisme. 

 Je vous demande de rappeler les mesures prises au moment de la construction pour assurer la fixation des buses sur les rampes d'aspersion (serrage, freinage, …). Vous justifierez également comment vous garantissez dans le temps la pérennité de ces éléments de fixation. 

## Système De Réchauffage Du Bore (Rrb)

 Le système RRB comporte notamment un système de traçage permettant d'éviter la cristallisation du bore, en particulier sur certains systèmes de sauvegarde tels que RIS et EAS. Aussi, les inspecteurs ont souhaité connaître les dispositions prises en matière de maintenance et d'essais périodiques permettant au CNPE de garantir le bon fonctionnement de ces équipements. 

 Vous avez indiqué que les référentiels nationaux ne prévoient aucune action de maintenance préventive ni d'essais périodiques pour ces matériels. Il convient de préciser que contrairement aux buses d'aspersion, le système RRB n'est pas uniquement sollicité en fonctionnement dégradé mais il est en fonctionnement courant. Un disfonctionnement peut donc, dans une certaine mesure, être idétecté. 

 Par ailleurs, vous avez indiqué réaliser des contrôles sur ce système mais que ceux-ci ne sont pas formalisés dans un programme de maintenance prescriptif. Il conviendra de s'interroger sur l'opportunité d'intégrer ces contrôles à un véritable programme de maintenance. 

 Je vous demande de présenter les mesures prises permettant de garantir la disponibilité de ce système et donc celle des systèmes de sauvegarde. Le cas échéant, vous engagerez une réflexion en relation avec vos services centraux pour améliorer le dispositif. Vous examinerez l'opportunité d'intégrer vos actions de contrôles actuelles dans un véritable programme de maintenance. 

## Modification Pnpp 1671

 La prescription technique de l'ASN, ECS-16-II, prise dans le cadre du retour d'expérience postFukushima a pour objectif de permettre l'injection d'eau borée dans le cœur du réacteur en cas de perte totale d'alimentation électrique du site lorsque le circuit primaire est ouverte. Pour ce faire, EDF déploie la modification PNPP 1671 qui consiste en l'installation d'une motopompe électrique connectée aux circuits d'injection de sécurité (RIS) et d'aspersion enceinte (EAS). La connexion se fait au niveau des piquages dits « H4/U3 » (destinés au secours ultime des pompes RIS et EAS en situation accidentelle). Les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires du réacteur 5 pour examiner les modifications sur les piquages et la motopompe. 

 Tout d'abord, il convient de préciser que ce dispositif n'est nécessaire que lorsque le réacteur est à l'arrêt, circuit primaire ouvert, ce qui n'était pas le cas le jour de l'inspection. 

 Les inspecteurs ont constaté que l'accouplement de la motopompe était démonté, ce qui n'est pas un écart puisque la pompe n'était pas requise. Toutefois, ils ont constaté que la visserie, comportant notamment des rondelles de faible diamètre, était posée sans aucune précaution sur le massif supportant la pompe. Ces pratiques sont fortement susceptibles d'engendrer une perte des pièces. Par ailleurs, la visserie permettant la fixation des tuyauteries entre la pompe et les piquages était, elle, disposée dans des sachets plastiques non scellées posés sur le massif. Les pratiques concernant le démontage apparaissent donc comme largement perfectibles. Par ailleurs, une réflexion concernant l'entreposage dans de bonnes conditions de la visserie, en particulier de la visserie permettant la fixation des tuyauteries souples, mérite d'être engagée. 

## Demande B6 Je Vous Demande D'Indiquer Les Dispositions Que Vous Comptez Mettre En Œuvre Pour Entreposer La Visserie Dans De Bonnes Conditions.

 Les inspecteurs ont également constaté que des plaquettes arrêtoirs servant au bon freinage de la visserie sur certaines brides de la motopompe n'étaient pas correctement mises en place. Soit les écarts datent de l'origine de la modification et il y a eu une lacune dans le suivi et la réception de la modification, soit il s'agit d'une opération postérieure et il y a un problématique concernant des interventions sur du matériel qualifié. 

 Je vous demande de remettre les freinages en conformité et de vérifier les pompes des autres réacteurs. Je vous demande de rechercher l'origine de ces écarts et d'indiquer le retour d'expérience que vous en tirez.

## Palier De La Pompe 5 Asg 001 Po

 Les inspecteurs ont examiné l'état de la pompe 5 ASG 001 PO. Ils ont remarqué qu'un contre écrou servant au serrage du chapeau du palier de la pompe présentait une sous implantation d'environ 2 filets. 

 Il convient de justifier très précisément si cette sous implantation peut avoir un impact sur le serrage et le freinage de l'assemblage et dans tous les cas de comprendre comment cette situation est arrivée pour prévenir son renouvellement. 

 Je vous demande de justifier précisément l'impact sur le serrage et le freinage de l'assemblage. 

Vous exposerez également quelles pourraient être les conséquences si le freinage n'était pas satisfaisant. 

Vous rechercherez aussi l'origine de cette situation et vous indiquerez les mesures que vous comptez prendre pour éviter son renouvellement. 

## Fuite Sur Un Piquage De La Bâche 5 Ris 021 Ba

 Les inspecteurs se sont rendus dans le local de la bâche 5 RIS 021 BA. Ils ont constaté la présence au sol de bore en provenance du piquage des mesures de températures 5 RIS 60/32 MT. Après l'inspection vous avez indiqué que cette situation n'était pas connue de vos services et que depuis, une demande de travaux avait été émise pour une réparation lors du prochain arrêt du réacteur. 

 Je vous demande de transmettre les éléments concernant cette fuite accompagnés de l'analyse de l'impact de celle-ci. Vous transmettrez le dossier de traitement d'écart ouvert au titre de votre directive DI 
55. Un contrôle devra également être réalisé sur les autres réacteurs. 

 Il convient également de s'interroger sur le fait que cette fuite n'ait pas été identifiée par vos services, en particulier lors des rondes du service conduite. 

 Je vous demande d'indiquer pourquoi vos services n'ont pas identifié cette fuite et s'il y a eu des imperfections dans la réalisation des rondes et des contrôles. Vous indiquerez, le cas échéant, les mesures que vous comptez prendre. 

## C - Observations Etiquetage Des Substances Dangereuses

 Les inspecteurs ont de nouveau constaté des écarts en matière d'étiquetage de substances dangereuses. 

Dans le cas présent, il s'agissait de stockage d'acide borique à proximité du local de la bâche 5 RIS 021 BA. Des actions globale sont en cours sur le CNPE mais ce constat montre que l'attendu n'est pas encore atteint. 

 Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées, à l'exception de la demande A1 pour laquelle une action immédiate est attendue. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. 

 Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée. 

Le Chef de la Division, 